Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 [ 159 ] 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199

мае Давление

Рис. 10.8. Схема выделения зон по давлению:

л - в трещинах (замеренное в открытом стволе скважины); в -в блоках матрицы (в матрице, замеренное спи).

зоны: / - газовая, 2, 3 - нефтяная. 4 - водяная

чения, отличающиеся от значений профиля давления (линия А на рис. 10.8, б), соответствующего равновесному распределению жидкостей в трещинах и скважине.

Исследуя заводненную зону, можно получить поровые давления, которые отклоняются от значений линии А вследствие локального распределения насыщенностей в каждом блоке (точечные линии на рис. 10.8, б).

Если выделить единичный блок в газовой зоне, поровое давление в матрице также не совпадет с линией А (рис. 10.9, а) и разность между ними определяется градиентом давления в подвижной

Heqjmt

Heipmb

Вода

Рис. 10.9. Схема измерения градиентов давления в матрице и трещинах:

а - блоки в газовой зоне; б - блоки в зоне заводнения. градиенты давления: а -в газе, /1 -в воде. В, в- в иефти. с -в открытом стволе скважины

фазе. Верхняя часть блока насыщена газом, и в результате того, что нефть вытеснена нз верхней части каждого блока, при измерениях получают тот же градиент давления, что и в насыщенных газом трещинах. Невытесненная нефть, удерживаемая в зоне, не в состоянии повлиять на равновесное давление прп вытеснении нефти газом из верхних частей блоков (см. рис. 10.9, а). На некоторой глубине разность между двумя градиентамп определит предел дренирования нефти из блока.

Аналогичным образом на рис. 10.9, б линия А показывает профиль давления воды в трещинах, измеренного в открытом стволе скважины, линия В - давления в матрице, замеренного СПИ. Там, где вода вытеснила нефть, поровое давление и давление в трещинах имеют одинаковый градиент, пропорциональный плотности воды; в частях блоков с невытесненной нефтью поровое давление соответствует градиенту, пропорциональному плотности нефти.

В нефтяной зоне в обеих подзонах (разгазирования, нефтенасыщенной) давление в пористых блоках снижено менее, чем в трещинах. В действительности в нефтенасыщенной зоне разность давлений ДР = Рм-Ртр определяется количеством нефти, оттекающим из матрицы вследствие расширения нефти (см. рис. 10.8, б, зона 3). Разность давлений ДР может отмечаться только в открытом стволе наблюдательной скважины, пробуренной в процессе разработки залежи, когда давление в трещинах понизилось больше, чем в матрице. Но эта разность не фиксируется в случае, когда блоки матрицы малы пли залежь не эксплуатируется во время проведения исследований СПИ.

Замечание. Всякое измерение давления при помощи СПИ в бурящейся во время разработки залежи скважине или замеры давления в открытом стволе наблюдательных скважнн с привлечением материалов промыслово-геофизических исследований способствуют пониманию механизмов нефтеизвлечения из трещиноватых коллекторов. Вариации длины линий В и В (см. рис. 10.9) могут помочь определению in situ зависимости капиллярного вытеснения от времени, которую в дальнейшем можно распространить на всю залежь как «пластовую псевдофункцию».

С учетом градиентов давления В н В как в газовой зоне, так и в зоне заводнения можно оценить отдачу блоков матрицы за счет механизмов дренирования и пропитки непосредственно in situ.

Правильный анализ результатов изменения давлений во времени позволяет также определить надежный масштабный фактор для сопоставления данных лабораторных исследований с реальными характеристиками поведения залежи в процессе ее разработки.

10.2.2.3. Зональность залежей на поздних стадиях истощения

На поздних стадиях истощения (рис. 10.10, а и б) возможно взаимное наложение зон, особенно если высота залежи невелика. Такая ситуация может возникнуть, когда пластовое давление снижа-

НГНК ГНК

р р

НГНК ГНК

НВНК

НГНК

НВНК

Рис. 10.10. Зональность залежей на поздних стадиях истощения до (а) и после (б) взаимопроиик-иовения зоны вторгшегося газа и заводненной зоны •

случае снижается вслдествие более нения нефти водой в присутствии (см. рис. 10.10, б).

ется ниже давления насыщения в зоне заводнения (см. рис. 10.10, б).

В верхней части зоны заводнения (между НВНК и ВНК) возникает подзона, в которой в матрице после вытеснения из нее нефти водой создается определенная газонасыщенность в результате разгазнрования оставшейся нефти. Остаточная нефтенасыщенность в этом благоприятных условий вытес-определенного количества газа

10.3. Механизмы нефтеотдачи в различных зонах трещиноватых пород-коллекторов

Все четыре зоны, на которые разделяется залежь в процессе разработки (см. рис. 10.7), очевидно, характеризуются проявлением четырех различных механизмов нефтеотдачи, специфика которых определяется различной текущей насыщенностью матрицы и трещин (рис. 10.11).

Зоны, в которых действуют различные механизмы нефтеотдачи, могут быть определены при интерпретации изменений кривых градиентов давлений, которые постоянно регистрируются в наблюдательных скважинах в процессе разработки залежи.

Упрощенная модель механизмов нефтеотдачи показана на рис. 10.11, на котором механизмы, действующие в отдельных зонах, объясняются на примере поведения единичных блоков. Механизм истощения матричного блока рассматривается с точки зрения изменения состояния его насыщенности и смачиваемости, которые происходят как в самой матрице, так и в окружающих блок трещинах.

Ниже рассмотрены продуктивные зоны и соответствующие им механизмы отдачи.

а. Газовая зона. Механизм гравитационного дренирования.

В газовой зоне между НГНК и ГНК (где вторичная газовая шапка занимает пустотное пространство трещин) блок матрицы может быть частично или полностью окружен газом (см. рис. 10.11).